Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор исследований по вопросам движения газа с водой по вертикальным трубам и работе наземных соружении ПХГ ... 5
1.1. Движение газа с водой по вертикальным трубам 5
1.2. Работа наземных сооружений ПХГ (газового промысла) 8
2. Методика расчета потерь давления в скважине и режима ее работы при наличии жидкости в стволе 11
2.1. Теоретическое обоснование методики 11
2.2. Алгоритм расчета 17
2.2.1. Определение устьевого давления по заданному забойному давлению 17
2.2.2. Определение минимального рабочего дебита скважины 20
2.2.3. Определение рабочего дебита скважины по заданному устьевому давлению 23
2.3. Примеры расчета режимов работы газовых скважин 24
2.4. Приложения методики расчета потерь давления в скважине 27
2.4.1. Расчет режима эксплуатации скважины с закачкой газа в затрубье 27
2.4.2. Расчет совместной эксплуатации скважины по лифту и затрубью .31
2.4.3. Определение режима работы скважины по многоступенчатому лифту 38
2.4.4. Определение режима работы скважины, вскрывшей несколько продуктивных пластов 39
2.4.5. Подбор оптимального диаметра лифтовых труб 40
2.4.6. Практическое применение 41
3. Методика и программа расчета режимов функционирования пхг от скважин до подводящего газопровода 42
3.1. Назначение методики 42
3.2. Структура системы ПХГ (газового промысла) 42
3.3. Расчет режимов работы отдельных элементов системы 44
3.3.1. Скважина 44
3.3.2. Коллектор 46
3.3.3. Параллельное соединение коллекторов 47
3.3.4. Сборный пункт 49
3.3.5. Компрессорная станция 49
3.3.6. Головные сооружения 52
3.4. Расчет режимов работы системы в целом 52
3.4.1. Технологический расчет 53
3.4.2. Интерполяционный расчет 57
3.4.3. Обработка скачков 59
3.5. Примеры и результаты применения методики 60
3.5.1. Исходные данные для расчетов 60
3.5.2. Невское ПХГ 66
3.5.3. ГП-6 месторождения Медвежье. Создание расчетной модели функционирования скважин и системы сбора ГП-6 и ее адаптация 68
3.5.4. ГП-3 месторождения Медвежье. Рекомендации по оптимизации режимов работы скважин ГП-3 на основе результатов расчетов по адаптированной модели .96
3.5.5. Сравнение с зарубежными аналогами 118
4. Выводы и защищаемые положения 121
Список литературы 122
- Движение газа с водой по вертикальным трубам
- Определение устьевого давления по заданному забойному давлению
- Расчет режима эксплуатации скважины с закачкой газа в затрубье
- Параллельное соединение коллекторов
Введение к работе
Постановка задачи
Процесс добычи (отбора) газа из месторождения (подземного хранилища) происходит по непрерывной цепочке «пласт - скважины - система сбора газа - ДКС - УКПГ - МПК - ГКС». Закачка газа в случае подземного хранения производится по той же цепочке в обратном направлении. Для прогнозирования поведения этой системы необходимо учитывать параметры каждого объекта газового промысла. Настоящая работа имеет целью создание методики расчета режимов работы газового промысла как единого объекта, включающего скважины, промысловые газопроводы, дожим-ные компрессорные станции, установки комплексной полготовки газа и межпромысловые коллектора. При этом необходимо учесть сложные условия эксплуатации скважин газового промысла на поздней стадии разработки (либо аналогичные условия, возникающие на подземном хранилище в конце сезона отбора), а именно наличие жидкости в стволах скважин.
Технологический режим газового промысла составляется с целью:
• определения максимально возможного дебита отбора (закачки) газа при текущем состоянии промысла и соблюдении всех технологических требований к работе оборудования;
• определения условий работы скважин и промысловых сооружений при заданном отборе (закачке) газа меньшем максимально возможного;
• определения уровней отбора (закачки) газа при внесении изменений в технологические параметры промысла (добуривание скважин, реконструкция промысловых сооружений).
В настоящее время значительная часть газовых месторождений России находится на заключительной стадии разработки. Эксплуатация таких месторождений осложнена тем, что при малых дебитах в газовых скважинах скапливается большое количество жидкости, которое приводит к существенным потерям давления в стволе и, в итоге, - к остановке скважин. В этот период происходит обводнение отдельных скважин. Дебит резко снижается, а ряд скважин выбывает из эксплуатации из-за обводнения. При таких условиях трудно рассчитывать на высокий коэффициент извлечения газа из недр.
Многие из действующих подземных хранилищ газа созданы в водоносных пластах. В связи с этим, в продукции скважин этих хранилищ присутствует жидкость. Это сильно влияет на процесс отбора газа, особенно в заключительной стадии фазы отбора, когда дебиты скважин снижаются.
Для оценки эффективности новых технологических решений по эксплуатации газовых скважин, а также для прогнозирования условий работы скважин в завершающий период необходимо надежно определять технологический режим их работы. Следует отметить, что для малодебитных скважин эта проблема имеет большое значение в любой период эксплуатации.
В настоящей работе не преследовалась цель дальнейшего развития и усовершенствования теоретических основ движения двухфазных смесей в вертикальных трубах. Предусматривалось разработать инженерный метод расчета режимов работы газовой скважины с учетов наличия жидкости в ее продукции.
Актуальность
Диссертационная работа направлена на разработку отечественных методик, позволяющих при проектировании, эксплуатации ПХГ и газовых месторождений и проведении систематического авторского надзора оперативно и надежно рассчитывать режимы работы подземных хранилищ газа и газовых промыслов. Актуальность проблемы связана с тем, что в настоящее время такие методики отсутствуют.
В промысловой практике для нормальной работы скважин, дебит которых недостаточен для выноса жидкости, применяются периодические продувки, которые приводят к потерям газа (если продувка осуществляется в атмосферу), большим затратам труда и загрязнению окружающей среды. При очень частых продувках дальнейшая эксплуатация скважин становится нерентабельной. Скважина либо считается полностью обводнившей-ся, либо производится комплекс мероприятий по продлению работы скважины: оборудование скважины плунжерным лифтом; установка автоматов непрерывного удаления жидкости; применение поверхностно-активных веществ; изоляция обводнившихся пропластков; интенсификация притока газа из продуктивных пропластков.
Для расчетов технологических параметров эксплуатации ПХГ и газовых месторождений, с учетом наличия жидкости в продукции скважин, требовалось создание соответствующей методики и программного обеспечения.
Движение газа с водой по вертикальным трубам
Вопросы движения газожидкостных смесей по трубам изучаются в различных областях техники, где ставятся и решаются свои, специфические задачи. Тем не менее, теоретические основы движения многофазных смесей, методы решения задач во многом сходны. В области тепловой и атомной энергетики вопросы движения газожидкостных смесей рассматриваются более разносторонне в теоретическом плане, но требования к точности расчетов здесь не такие строгие, как в области добычи газа. Например, в работе Д. Чисхолма [82] приведены данные о том, что используемые для теплоэнергетических расчетов методики обеспечивают точность расчетов перепадов давления всего 20-40%.
Одним из первых дифференциальное уравнение движения газожидкостной смеси получил Д. Верслюис в 1930 году [14], при этом скорости жидкой и газовой фаз принимались им равными.
Крыловым А.П. в первой отечественной работе по данной тематике [45] принималось во внимание различие в скоростях фаз. А.П.Крылов получил простую зависимость между дебитом поднимаемой жидкости и количеством подаваемого газа. Параметрами этой зависимости являются давления у башмака и на устье подъемника, длина и диаметр подъемника и плотность жидкости. Однако, по-видимому, стремление получить простую универсальную формулу для расчета любых подъемников явилось причиной существенных допущений, введенных им в свою теорию.
Непосредственным развитием работы А.П.Крылова явилось исследование Г.С.Лутошкина [47], основанное на лабораторных экспериментах по изучению движения смесей воздуха с жидкостями, отличающимися от воды по физическим свойствам.
Последующие теоретические исследования газожидкостного подъемника были проведены А.М.Пирвердяном с использованием критериев подобия [61]. Значительное число работ, связанных с изучением движения двухфазных систем в вертикальных трубах, посвящено изучению истинного газосодержания. В частности, работа Арманда А.А. [4] характеризуется разнообразием примененных им экспериментальных методов определения истинного газосодержания и гидравлических сопротивлений. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и Клапчук О.В исследовали зависимость истинного газосодержания от расходного газосодержания, параметров Фруда и Рейнольдса [54]. Вопросам исследования движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам посвящено значительное число работ зарубежных авторов: Поэтмана и Карпентера [102], Данса и Роса [21], Хагедорна и Брауна [93], Оркишевского [101], Азиза и Говье [86]. Экспериментальным исследованиям движения газа и жидкости в вертикальных трубах посвящены работы Уолиса [76], который, основываясь на экспериментальных данных, нашел, что основным критерием, определяющим переход от пробкового режима течения к кольцевой структуре, является модифицированный критерий Фруда. Влиянию плотности газа на процесс перехода от пробкового режима течения к кольцевому посвящены исследования Дж. Хьюитта [79]. Им проведены также исследования влияния диаметра подъемника на величину потерь давления при двухфазном течении жидкости и газа. Анализу движения потока в стволе газоконденсатной скважины посвящены работы Г.Г.Кучерова [49]. Наиболее полный анализ всех существующих методик расчета режимов движения газожидкостной смеси проведен Сахаровым В.А. и Моховым М.А. в работе [65]. Авторы разделили все существующие в настоящее время методики на две группы и убедительно доказали, что ни одну из этих методик нельзя считать универсальной, подходящей для любого газового месторождения или подземного хранилища газа. Однако они отмечают, что «...ближайшей задачей наших исследований является установление вида этого безразмерного критерия...»- речь идет о безразмерном критерии, учитывающем гравитационное подобие, зависимость потерь давления от которого и является целью исследований. Из проведенного анализа аналитических, промысловых и экспериментальных исследований по теории движения двухфазных смесей в вертикальных трубах можно сделать следующие выводы: 1. В настоящее время опубликовано более пятидесяти методик расчета промысловых газожидкостных подъемников, основанных как на лабораторных, так и на промысловых исследованиях. 2. Большинство публикаций посвящено режимам с относительно высоким расходным содержанием жидкости, что отвечает условиям эксплуатации нефтяных скважин при режиме свободного фонтанирования или при применении компрессорного способа добычи. 3. Имеются противоречия в определении набора основных параметров, характеризующих двухфазное течение жидкости и газа в вертикальных трубах. 4. Несмотря на длительную историю проведения исследований по теории движения двухфазных смесей в вертикальных трубах, данное их направление остается актуальным, о чем свидетельствует ежегодное появление новых публикаций по данной тематике.
Определение устьевого давления по заданному забойному давлению
Технологический расчет производится поэлементно в направлении «снизу вверх», т.е. от скважин к подводящему газопроводу. При расчете для каждого элемента системы получают следующие зависимости: 1. Зависимость расходов от давлений наверху; 2. Зависимость давлений внизу от давлений наверху. Кроме того, для скважин, в случае учета наличия жидкости в стволе скважины, находится зависимость расходов жидкости от давлений наверху. Все указанные зависимости строго монотонны. Так как расчет интерполяционных таблиц производится начиная от скважин и использует пластовое давление как ограничение, по существу, для каждого элемента системы находятся все возможные тройки значений: 1. Давление внизу; 2. Давление наверху; 3. Расход газа по элементу. Расчеты зависимостей производятся с учетом всей заданной технологической информации. Перед технологическим расчетом для каждого элемента системы задается свой диапазон изменения давления наверху. Границы диапазона варьирования давлений задаются перед началом расчета исходя из следующих условий: 1. Для всей системы задаются глобальные границы диапазона варьирования, такие, что границы диапазона ни одного из элементов системы не могут выходить за указанные глобальные границы; 2. При отборе верхняя граница диапазона не может быть выше пластового давления в зоне любой скважины, являющейся дочерней по отношению к рассматриваемому элементу (если элемент не расположен в иерархии выше, чем КС); 3. При отборе нижняя граница диапазона для элемента, расположенного на более низком уровне иерархии, не может быть ниже нижней границы элемента системы, расположенного на более высоком уровне иерархии элементов системы; 4. При закачке нижняя граница диапазона для элемента, расположенного на более низком уровне иерархии, не может быть выше нижней границы элемента системы, расположенного на более высоком уровне иерархии элементов системы; 5. При закачке нижняя граница диапазона не может быть ниже пластового давления в зоне любой скважины, являющейся дочерней по отношению к рассматриваемому элементу (если элемент не расположен в иерархии выше, чем КС). Кроме того, в процессе технологического расчета, границы диапазона варьирования давлений могут меняться исходя из следующих дополнительных условий: При расчете отбора, если давление на выходе из КС превысило границу, полученную из условия 2 в вышеприведенном перечне, для всех элементов, расположенных в иерархии выше чем КС, и у самой КС, повышаем верхнюю границу варьирования до этого давления; При расчете закачки, если давление на выходе из КС оказалось ниже, чем граница, полученная из условия 5 в вышеприведенном перечне, для всех элементов, расположенных в иерархии выше чем КС, и у самой КС, понижаем нижнюю границу варьирования до этого давления. Разумеется, при этом требуется соблюдение условия 1. Зависимость расхода газа от давления наверху элемента здесь и далее мы будем называть характеристикой элемента. Ниже приведены некоторые типичные характеристики, получаемые в результате расчетов: На рисунке 3.4.2 можно видеть, что дебит скважины не изменяется для довольно большого диапазона давлений. Такой результат объясняется тем, что при расчетах характеристик скважин используются ограничения на максимальную депрессию на пласт и на максимальный допустимый дебит отбора. Для установления режимов работы скважины, соответствующих горизонтальному участку характеристики, скважину следует «зажимать». Давление, которое следует поддерживать на устье для того, чтобы не превысить указанные ограничения по дебиту, рассчитывается в процессе второго этапа расчета - интерполяционного. 3.4.2. Интерполяционный расчет На этапе технологического расчета для каждого элемента системы получают все возможные тройки значений: 1. Давление на входе; 2. Давление на выходе; 3. Расход газа по элементу. Поскольку указанные выше зависимости строго монотонны, то по любому члену описанной тройки, можно однозначно определить два других члена: по давлению на входе: давление на выходе и расход; по давлению на выходе: давление на входе и расход; по расходу: давление на входе и давление на выходе. Определение производится при помощи линейной интерполяции по рассчитанным в ходе технологического расчета таблицам. Линейная интерполяция при описываемом подходе не оказывает существенных погрешностей, т.к. значения расхода газа в соседних ячейках интерполяционной таблицы отличаются обычно в первом знаке после запятой, а значения давления - во втором (единицы измерения, соответст-венно, тыс.м /сут и кгс/см ), при этом общеизвестно, что погрешность замеров расходов газа в наземных сооружениях ПХГ и газовых месторождений может доходить до 10%, а давлений - до 5% и более. Очевидно, что стремление к точности результатов расчетов, превышающей точность замеров, практического смысла не имеет.
Расчет режима эксплуатации скважины с закачкой газа в затрубье
Невское ПХГ служит для обеспечения надежности газоснабжения Северо-Западного региона РФ. В рассматриваемом регионе расположены крупные потребители газа: гг. Санкт-Петербург, Псков, Новгород, Таллинн, Рига и др. Через С-Петербург осуществляются экспортные поставки газа в Финляндию. В настоящее время общий объем хранимого газа на Невском ПХГ достиг 3500 млн. м3, при максимальном отборе за сезон - 1000 млн. м3. Закачиваемый газ подается из Центра от ООО «Мостранс-газ» в основном из северных месторождений.
В геологическом строении Невского ПХГ следует отметить архей-ско-протерозойские породы фундамента, отложения верхнего протерозоя и палеозоя, которые в свою очередь перекрываются четвертичными отложениями. Общая мощность осадочного чехла составляет порядка 1000 метров. Общая протяженность структуры около 50 км.
Система подключения скважин Невского ПХГ имеет следующую структуру: подводящий газопровод - головные сооружения - сборные пункты - индивидуальные шлейфы к каждой скважине - скважины. На Невском ПХГ была апробирована методика расчета максимально возможного отбора газа из хранилища. Информация на рисунках 3.5.1-3.5.6 относится к Невскому ПХГ. Специальной адаптации модели для Невского ПХГ не требовалось, т.к. изначально вся методика разрабатывалась именно для проведения расчетов по авторскому надзору за этим хранилищем и модель была адаптирована в процессе разработки методики и расчетной программы. Были проведены расчеты дебитов максимального отбора газа из Невского ПХГ на начальном этапе сезона отбора, в середине сезона отбора и в конце сезона отбора. Ниже приведены результаты расчетов для каждого из перечисленных вариантов: В начале сезона отбора давление в магистральном газопроводе в точке подключения Невского ПХГ составляет 45 атм. Пластовое давление составляет 130 атм. По результатам расчета можно проанализировать, как меняется величина максимально возможного дебита отбора газа из хранилища: Режим работы Невского ПХГ при пиковой нагрузке в январе 2006 года задавался по приведенным результатам расчетов. Расчетный максимальный дебит отбора был успешно реализован. ГП-6 месторождения Медвежье. Создание расчетной модели функционирования скважин и системы сбора ГП-6 и ее адаптация. Для расчета технологических режимов работы ГП-6 месторождения Медвежье впервые были адаптированы методика и программа расчета технологического режима эксплуатации месторождения с учетом работы отдельных скважин на основе программного комплекса «Бутан-Шлейф», созданного автором. На первом этапе адаптации производится подбор адаптационных коэффициентов гидравлического сопротивления для всех коллекторов системы наземных сооружений таким образом, чтобы устьевые давления на всех скважинах при заданных по промысловым данным пластовых давлениях и давлении на выходе из системы совпадали с фактическими с заданной точностью. На втором этапе производится подбор водогазовых факторов по скважинам так, чтобы дебиты скважин совпадали с фактическими с заданной точностью. При необходимости описанную процедуру следует повторить. Адаптация модели работы ГП-6 месторождения Медвежье была проведена по данным технологического режима работы сборного пункта за 1 квартал 2007 года. На рисунке 3.5.8 приведена схема подключения скважин к ГП-6. Для занесения информации по схеме подключения каждому участку коллектора, ограниченного соединениями с другими коллекторами, либо со скважинами был присвоен номер. Рисунок 3.5.7 поясняет алгоритм при- своения номеров элементарным участкам внутрипромысловых коллекторов. В таблице 3-2 приведен список пронумерованных участков внутрипромысловых коллекторов, а также подобранные в процессе адаптации модели размерные коэффициенты гидравлического сопротивления.
Параллельное соединение коллекторов
Кроме того, в процессе технологического расчета, границы диапазона варьирования давлений могут меняться исходя из следующих дополнительных условий:
При расчете отбора, если давление на выходе из КС превысило границу, полученную из условия 2 в вышеприведенном перечне, для всех элементов, расположенных в иерархии выше чем КС, и у самой КС, повышаем верхнюю границу варьирования до этого давления;
При расчете закачки, если давление на выходе из КС оказалось ниже, чем граница, полученная из условия 5 в вышеприведенном перечне, для всех элементов, расположенных в иерархии выше чем КС, и у самой КС, понижаем нижнюю границу варьирования до этого давления. Разумеется, при этом требуется соблюдение условия 1. Зависимость расхода газа от давления наверху элемента здесь и далее мы будем называть характеристикой элемента. Ниже приведены некоторые типичные характеристики, получаемые в результате расчетов: На рисунке 3.4.2 можно видеть, что дебит скважины не изменяется для довольно большого диапазона давлений. Такой результат объясняется тем, что при расчетах характеристик скважин используются ограничения на максимальную депрессию на пласт и на максимальный допустимый дебит отбора. Для установления режимов работы скважины, соответствующих горизонтальному участку характеристики, скважину следует «зажимать». Давление, которое следует поддерживать на устье для того, чтобы не превысить указанные ограничения по дебиту, рассчитывается в процессе второго этапа расчета - интерполяционного. На этапе технологического расчета для каждого элемента системы получают все возможные тройки значений: 1. Давление на входе; 2. Давление на выходе; 3. Расход газа по элементу. Поскольку указанные выше зависимости строго монотонны, то по любому члену описанной тройки, можно однозначно определить два других члена: по давлению на входе: давление на выходе и расход; по давлению на выходе: давление на входе и расход; по расходу: давление на входе и давление на выходе. Определение производится при помощи линейной интерполяции по рассчитанным в ходе технологического расчета таблицам. Линейная интерполяция при описываемом подходе не оказывает существенных погрешностей, т.к. значения расхода газа в соседних ячейках интерполяционной таблицы отличаются обычно в первом знаке после запятой, а значения давления - во втором (единицы измерения, соответст-венно, тыс.м /сут и кгс/см ), при этом общеизвестно, что погрешность замеров расходов газа в наземных сооружениях ПХГ и газовых месторождений может доходить до 10%, а давлений - до 5% и более. Очевидно, что стремление к точности результатов расчетов, превышающей точность замеров, практического смысла не имеет. Расчет расходов и давлений внизу по давлению наверху для каждого элемента системы производится по формуле (3.12) следующим образом: 1. Определение давления внизу по заданному давлению наверху; 2. Определение расхода по заданному давлению наверху; 3. Повторение процедуры для всех дочерних элементов. Расчет давлений внизу и наверху по заданному расходу для каждого элемента системы производится по формуле ( 3.12 ) следующим образом: 1. Определение давления внизу элемента по заданному расходу; 2. Определение давления наверху элемента по заданному расходу; 3. Повторение процедуры для всех дочерних элементов. Таким образом, задачи расчета режима работы системы при заданном давлении на выходе и расчета режима работы системы при заданном расходе оказываются полностью аналогичными. Интерполяционный расчет основывается на интерполяции (описанным выше способом) табличных данных, полученных в ходе технологического расчета, и использует только одно граничное условие - давление на выходе из системы, либо расход на выходе из системы. Расчет направлен «сверху вниз», т.е. от подводящего газопровода к скважинам. В результате интерполяционного расчета получается распределение давлений и расходов в системе по всем элементам. 3.4.3. Обработка скачков В расчетной характеристике любого элемента могут присутствовать скачки (см. рис. 3.4.4): Такое, на первый взгляд не имеющее места в физических процессах, явление происходит потому, что для любого элемента системы мы рассчитываем рабочие режимы, а не процессы перехода между ними. Скачки проявляются в расчетной характеристике при:
